IEEE Latinoamérica
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IEEE Latinoamérica
Las crisis de California, Brasil yChile y su impacto en los procesosde desregulación de Latinoamérica
Hugh RudnickINTERCON 2001, Piura, Perú, Agosto, 2001
IEEE SPECTRUM February 2001
COMMENTARYCalifornia's Electricity Crisis Rooted in Many FailingsBy Jason MakansiWhat it could mean for other states, starting with Texas
The year 2000 finally delivered calamity.California's electricity market hascollapsed, sunk under a tidal wave ofunforeseen consequences.
The hugely destructive tsunami stemmed,paradoxically enough, from the quasi-regulatory quagmire that passes for acompetitive market there. And as the crisishas persisted for eight months now, itcannot be passed off as due to summer'sheightened demand.
IEEE SPECTRUM August 2001
NEWS ANALYSISBrazilians Alter Lifestyles to Address Energy CrisisCauses of crunch are like California's, but the solution isalmost 180 degrees different
Cherished ways of life in Brazil have beenhard hit as draconian energy conservationmeasures came into effect over the pasttwo months. Brazilians were stunned inmid-May by the government's abruptannouncement that beginning 1 June, aSpecial Energy Crisis Agency wouldpenalize anyone not cooperating with thenewly decreed Energy Shortage Plan.
California Enero- Febrero 2001
*apagones, enormes alzasde precios, cuasi quiebrade grandes empresaseléctricas
*problemas en operacióndel mercado y expansiónde la oferta
*cierre de la Bolsa deenergía e intervención estatal
1992
1994
1993
1991
1991
1999
>1992
1987
1996
1995
1994
1994
1995
1995
EU
19951989
1996
1995
1998
1982
Sistemas competitivos
Procesos de reestructuraciónavanzados
Primeras etapas deprocesos de reestructuración
Fuente: R. Palma, U.Ch.
Cambios pioneros en la regulacióndel sector eléctrico.
COLOMBIA1994
PERU1993
BOLIVIA1994
CHILE1982
ARGENTINA1992
BRASIL1998
CENTRO AMERICA & PANAMA1997-9
Ref: M. Kahn & L. Lynch
Porqué tiene impacto losucedido en California?
• Características de los cambios regulatorios
• California como el nuevo paradigma delcambio
• Características del modelo de California
• Orígenes de la crisis
• Qué podemos aprender?
Ref: M. Kahn & L. Lynch
Generación Transmisión Distribución
El sector eléctrico en California
Hasta 1997 el mercado era controlado por tres grandesempresas Investor Owned Utilities (PG&E, SCE,
SDG&E), de propiedad de inversionistas privados,integradas verticalmente, que eran dueñas de la
generación, transmisión y distribución.
Regulación “cost- plus”
1997 AVERAGEELECTRICITY PRICES
0
2
4
6
8
10
12
NH NYM
A CA ME PA IL AZ
Souther
nNV
1977
cen
ts/k
wh
Nat iona l
Average
Ref: George Gross
1997 AVERAGE RATESIN CALIFORNIA
0
2
4
6
8
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14
16
Anaheim
Anza C
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Modesto
Los Angele
s
Vernon
WAPA
PG&E
SoCalEd
SDG&E
1997
cen
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wh
Ref: George Gross
Nat iona l
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Fuelco Gasco
Genco Genco
Sellco Sellco
Gridco
Waterco Fuelco
Genco Genco
Sellco Sellco
Gridco
Brokeco Brokeco
Buyco Buyco
Lineco Lineco
Brokeco Brokeco
Buyco Buyco
Lineco Lineco
Disco Disco
Cons Cons Cons Cons Cons Cons
Disco Disco
SEGMENTACION DE LA INDUSTRIAcompetitivos y regulados (William Hogan, Harvard)
DIS
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Poolco/Marketco
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Ref: M. Kahn & L. Lynch
Pasos desregulatorios EEUU
• En 1992 se aprueba el Energy Policy Act, queautoriza a la FERC a promover el acceso abierto ala transmisión de electricidad.
• En 1996 la FERC dispone que la compañíastransmisoras permitan el uso de las líneas a todaslas compañías generadoras.
Pasos desregulatorios California
• En 1995 California decide reestructurar elmercado eléctrico.
• El 31 Marzo 1998 se inicia el proceso dedesregulación en California, con elfuncionamiento de dos organismos fundamentales:el operador y la bolsa.
Nuevo Sistema de Mercado
Power Exchange (PX): transacciones del mercadoIndependent System Operator (ISO): operación física del sistema
www.caiso.com
Organismos básicos
• Independent System Operator (ISO): administra lared de transmisión y opera en tiempo real elsistema eléctrico y mercado.
• Power Exchange (PX): bolsa donde se equilibranmercados ex-ante (generalmente de una hora o undía).
• Scheduling Coordinators (SC): son los encargadosde entregar al ISO programas y balanceados degeneración y demanda. Coordinan a ESP.
Funcionamiento del nuevo mercado
www.caiso.com
Funcionamiento del Mercado
• Para la energía existen tres mercadoscomplementarios:
– Day-Ahead (Día Previo): se transa la energía para elpróximo día, basándose en la mayor informaciónposible. Se transa en el PX.
– Hour-Ahead (Hora Previa): permite corregir anomalíasde última hora como cambios de demanda por razonesatmosféricas. Se transa en el PX.
– Real-Time (Tiempo Real): es el mercado spot donde setransa a costo marginal. Se transa en el ISO
Funcionamiento del Mercado
• Los otros mercados asociados a la actividad son:– Servicios Auxiliares (AS): son de día previo y hora
previa. Se transan en el ISO y en el PX.
– Reliability Must Run Service (RMR): unidades que sonclaves para al estabilidad y deben funcionar. Tienecontratos con el ISO.
– Transmisión: este mercado es manejado solamente porel ISO, asegurando el libre acceso.
Distintos mercados
Administraciónde las redes de
transmisión
Administraciónde las redes de
transmisión
Balance de laenergía entiempo real
Balance de laenergía entiempo real
ServiciosAuxiliares
ServiciosAuxiliares
Mercado decorto plazo
(day/hour-ahead)
Mercado decorto plazo
(day/hour-ahead)
ISOISO PXPX
y Mercados de acceso directo- Contratos bilaterales
Ancillary Services (AS)
• Servicios auxiliares necesarios para mantener laseguridad y confiabilidad del sistema. Algunos deestos servicios son:– Suministro de reactivos
– Regulación de frecuencia
– Reserva en giro
– Reserva en frío
– Partida en frío
Medidas transitorias
Preocupaciones al iniciarse proceso:
• IOU’s ejerzan poder de mercado
• No se remunere “stranded investments”
=> medidas transitorias que condicionan ydistorsionan proceso, basadas enpredicciones de evolución del mercado quese demuestran erróneas
Medidas transitorias
• Se impone tarifa techo (price cap) paraconsumidores finales, con valor mayor (?)que spot esperado, hasta recuperar costoshundidos
• Recuperación completa de “stranded costs”para las empresas (IOU), imponiendocargos de transición
• Venta de activos de las empresas a NewGeneration Owners
Ref: M. Kahn & L. Lynch
IOUs venden más del 50% de su generación, mantienen nuclear e hidro
Medidas transitorias
• Los grandes generadores (SDG&E, PG&E,SCE) obligatoriamente deben transar su energíaen el PX por un período transitorio de 4 años(hasta Marzo 2002), sin contratos bilaterales.
• Con esto se pretende proteger a los pequeñosgeneradores del poder de mercado de lasgrandes empresas IOU
Resultados primer año
• Operación del ISO y PX desde Abril 1, 1998
• 156000 clientes residenciales, 48000 comerciales y
1016 industriales se cambian de proveedor a Dic
1999; 13,8% de demanda con factura de $587
million
• IOU’s venden plantas a 4 veces valor libro y
recolectan $2,2 billones
• SDG&E recupera 100% costos hundidos 2,5 años
más temprano
THE 23 Apr. 98 REAL-TIMEMARKET
ISOforecast
actualload
forwardmarket load
GW
h
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30
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ref: George Gross
Desarrollos posteriores
• Crece la demanda, más allá de lo proyectado (crece
11,3% en el periodo 1990-1999, mientras la
capacidad instalada no crece)
• Aumenta dependencia energética de los Estados
vecinos
VERANO 2000
• Altos precios surgen en verano 2000, conpulsos en Mayo/Junio y altos promedios enMayo/Septiembre
• Mayoría usuarios finales no ven cambiosde precios (excepto SDG&E)
• Posición financiera empresas IOU’s sedebilita significativamente
• Declaración de alerta del ISO desde Mayo2000
VOLATILIDAD DE CARGA VERANO 2000
Ref: George Gross
REAL-TIME AND SPOT MARKET PRICES
$0
$100
$200
$300
$400
$500
$600
May16
May30
Jun13
Jun27
Jul11
Jul25
Aug8
Aug22
average daily peak periodreal-time price at SP15 daily spot price
at Palo Verde
VOLATILIDAD DE PRECIOS
PX average prices
1998 2000
Million dollars
PG&E electricity costs
OTROS RESULTADOS
• Restricciones transmisión se agudizan
• Ventas del 2000 son el triple de 1998• 60% del mercado expuesto a volatilidad de precios• Falta de contratos futuros de IOU’s aumenta
exposición al riesgo de precios• Aumento de precios de insumos:
– gas natural gas sube de 2$/MMBtu a 6$/MMBtu– créditos por emisión NOx suben de 6$/lb a 45$/lb
NATURAL GAS DAILY SPOT PRICES
2000Ref: George Gross
$0.00
$5.00
$10.00
$15.00
$20.00
$25.00
$30.00
$35.00
$40.00
3/2
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0
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0
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1
1/2
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1
Do
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$49.47 on Dec 8
Canadian supplies at
Malin, OR
El Paso supplies in New Mexico
NATURAL GAS PRICES
SOUTHERN CALIFORNIA GAS-FIREDGENERATION RUNNING COST ESTIMATES
Ref: George Gross
AVERAGE NOx CREDITS PRICESFOR SCAQMD
610
20
35
45
0
15
30
45
May June July August September
$/lb
Source : Cantor Fitzgerald Environmental Brokerage Services
2000
Ref: George Gross
CAUSAS DE LA CRISIS
• Mala suerte? Factores exógenos
-Año seco de poco agua reduce oferta hidro-Aumento importante de demanda (mala
predicción)-Aumento precios gas y petroleo-Aumento costos permisos emisión transables
NOx-Condiciones climáticas disminuyen oferta
CAUSAS DE LA CRISIS
• Malas condiciones para inversión?
-Restricciones ambientales costosas-Síndrome NIMBY-Demanda crece más que la oferta (no se
construye plantas en el Estado en últimos10 años)
-Crecimiento dependencia del exterior
Ref: M. Kahn & L. Lynch
CAUSAS DE LA CRISIS
• Mala regulación?-Venta de generación sin contratos de
protección (a merced del mercado spot)-Tarifas finales fijas eliminan respuesta de
la demanda (demanda inelástica)-Separación ISO - PX y mercados forward
de energía y transmisión-Poder de mercado
Re-regulación y NO desregulación
1998 1999 2000 (real) 2000 (estim)January 21.6 31.8 27.7 February 19.6 18.8 24.1 March 24.0 29.3 23.3 April 23.3 24.7 27.4 20.0 May 12.5 24.7 50.4 18.5 June 13.3 25.8 132.4 18.8 July 35.6 31.5 115.3 28.0 August 43.4 34.7 175.2 40.9 September 37.0 35.2 119.6 45.3 October 27.3 49.0 103.2 32.2 November 26.5 38.3 179.4 31.6 December 30.0 30.2 372.0 30.7 Average 30.0 30.0 113.0 28.5
CALIFORNIA PX DAY-AHEAD PRICES ($/Mwh:Weighted Averages)
Estudio Paul Joskow, MIT, 2001
CAUSAS DE LA CRISIS
• Sistemas eléctricos son complicados• Imposibilidad almacenar energía• Limitaciones transmisión• Consumidores “inelásticos” a precios• Re-regulación dictada por factores
políticos y con predicciones que seprueban erróneas
• No son MERCADOS como cualquierotro, no es un “cash-and-carry” market
SOLUCIONES?
FERC
• Eliminar requisito de tres IOU's de transar suenergía a través del PX.
• Requisito programar 95% transacciones enmercados "forward
• Cap price "suave" de $150/MWh para el ISO yel PX
• Reemplaza gobiernos del PX e ISO pordirectorios sin participación de los agentes.
SOLUCIONES?
Ad Hoc "Manifesto," de Solow , McFadden, et al.,Enero 26, 2001:
-Pague sus cuentas.Fundamental, la electricidad no es un mercado “cash- and- carry”.
-Aumente precios minoristas.Sin aumentar los precios minoristas, no hay suficiente dinero para
pagar las cuentas. Y están ausentes los incentivos para reducir la
demanda, que podría contribuir a resolver el problema.
-Mire al largo plazo.Resolver el problema mirando el largo plazo y con bases
económicas correctas. No está lejos el verano del 2001.
Crisis abastecimiento Brasil
• Superficie: EEUU más 1/2 Alaska
• 170 millones habitantes
• GDP US$ 600 billones
• Capacidad instalada: 65,000 MW
I NT
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ITAIPU
• 93% hidroeléctrico
• grandes embalses y muchas plantasen serie hidraúlica
• restricciones estructurales detransmisión
• conexiones internacionales
• gas natural como nueva fuenteFuente : L.A. Barroso, 2001
Cifras 2000
Cadenas hidraúlicas
Fuente : L.A. Barroso, 2001
Evolución de embalsesSoutheast and Center-West Regions
Storage Levels (% of storage capacity)
29,3%
45,0%
58,5% 59,4%54,1%
47,3%
40,2%
32,4% 30,8%
23,0% 22,1%28,5%
31,4% 33,4% 34,0% 32,2%29,7%
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
70,0%
80,0%
90,0%
100,0%
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
19971998199920002001
Fuente : L.A. Barroso, 2001
Racionamiento• Racionamiento de energía del 20% en 2001 (desde Junio).
Alto riesgo para el 2002• Gran oposición de los consumidores a la reforma
• Causas estructurales - demanda excede oferta– insuficiente inversión en generación
• Incertidumbre regulatoria• Definición del precio del gas y la tasa de cambio
– atrasos en refuerzos programados generación– demanda aumenta sobre proyecciones en 2000
• Limitaciones transmisión - atrasos en interconecciones• Afluentes hidraúlicos bajos al iniciarse el 2001
Fuente : L.A. Barroso, 2001
Características Principales (2000):
•Superficie continental : 756.626 km²
•Habitantes : 15 millones
•Consumo Nacional : 39.142 GWh
•Demanda Punta (suma) : 5.800 MW
•Capacidad Instalada : 10.080 MW
•Frecuencia : 50 Hz•Sistemas de Transmisión: 66 kV, 110 kV,154 kV, 220 kV y 500 kV
•Sistemas Interconectados: (SING, SIC, AISEN, MAGALLANES)
SING(800 km)
SIC(2200 km)
AISEN
MAGALLANES
Crisis abastecimiento Chile
• Sistema Interconectado Central 1998-1999
• insuficiente energía- apagones rotatorios -socialización déficit
• Causas:
– sequía centenaria
– falla central Nehuenco (ciclo combinado)
• mal uso agua, vaciamiento embalses
• disputas entre generadores, debilidad gobierno
• cambio legal que obliga a compensar
Racionamiento
Energía hidráulica embalsada
0.0
1,000.0
2,000.0
3,000.0
4,000.0
5,000.0
6,000.0
7,000.0
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9
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0/9
9
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1/0
0
Gig
awat
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ora
(GW
h)
RAPEL INVERNADA COLBUN CHAPO LAJA
Crisis abastecimiento
QUE PODEMOS APRENDER DE ESTAS CRISIS?
• Mucho
• ¿Seguir igual donde no se ha desregulado? Hayotros modelos regulatorios que funcionan.
• ¿Volver a sistemas centralizados?
• ¿No avanzar a reformas de segunda generación?Hay otras alternativas.
QUE PODEMOS APRENDER?
QUE PODEMOS APRENDER?
• Diseño mercado y reglas -paradigma bolsa cuestionado -valor de contratos -desregulación mayorista y minorista -respuesta demanda• Estímulo inversión y expansión redes• Poder de mercado - cómo controlarlo?• Control ambiental• Nuevas tecnologías almacenamiento?Desregulación puede ser beneficiosa/perjudicial
BRASIL
URUGUAY
PARAGUAY
BOLIVIAPERU
Asunción•
Lima
Santa Cruz
Sao PauloRio de Janeiro
•
••
•
Concepción
Buenos Aires
•
•
Santiago
Mejillones •
NOA
Excedentes
Hidráulicos
Neuquén
Asunción
•
Asunción• Interconexión
Argentina Brasil
Electroducto
Argentina Chile
Gasoducto
Atacama
Interconexión
SING-SIC
Generación Hidro
Sur Austral
Gasoducto del Pacífico
Electroductos
Tucumán - Carrera Pinto
Mendoza - San Isidro
Asunción•
Electroducto
Alicurá - Osorno
Gasoducto
Gasandes
•
Fuente : Endesa 1999
Demanda importante
Recursos gas natural
Recursos hidroeléctricos
CHILE
ARGENTINA
Desafíos: mercados internacionales
Fuentes de información:
Página Web :
www.ing.puc.cl/power/
www.ing.puc.cl/power/links/california.htm
Dirección electrónica :
Pontificia Universidad Católica de ChileFacultad de Ingeniería